Nâng Cao Chất Lượng Vận Hành Lưới Điện Phân Phối Tại Quy Nhơn Qua Giải Pháp Tự Động Hóa

Lưới điện phân phối đóng vai trò quan trọng trong việc cung cấp điện năng cho các hộ tiêu thụ. 93 trang · Trường Đại Học Quy Nhơn · 2022.

• Tác giả: Lê Trọng Quyết
• Người hướng dẫn: TS. Đỗ Văn Cần
• Trường học: Trường Đại Học Quy Nhơn
• Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện
• Đề tài: Nâng Cao Chất Lượng Vận Hành Lưới Điện Phân Phối Tại Quy Nhơn Qua Giải Pháp Tự Động Hóa
• Loại tài liệu: luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2022
• Địa điểm: Bình Định

Mục lục chi tiết

• LỜI CAM ĐOAN
• LỜI CẢM ƠN
• DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ
• DANH MỤC CÁC BẢNG
• DANH MỤC GIẢI THÍCH NGHĨA CÁC TỪ VIẾT TẮT
• Lý do chọn đề tài
• Tổng quan tình hình nghiên cứu
• Mục đích và nhiệm vụ nghiên cứu đề tài
• Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
• Phương pháp nghiên cứu
• 1. CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
• 1.1. Giới thiệu lưới điện phân phối
• 1.2. Sơ lược lưới điện phân phối Bình Định
• 1.2.1. Lưới điện Quy Nhơn
• 1.2.2. Hiện trạng lưới điện phân phối Quy Nhơn
• 1.3. Chức năng chính của hệ thống SCADA/DMS tại TTĐK Bình Định
• 1.3.1. Về điều khiển
• 1.3.2. Về giám sát và thu thập dữ liệu trạng thái, cảnh báo
• 1.3.3. Giám sát và thu thập dữ liệu đo lường từ rơle, BCU
• 1.4. Đề xuất giải pháp thực hiện DAS
• 1.5. Kết luận chương 1
• 2. CHƯƠNG 2: NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI (DAS)
• 2.1. Đặc điểm hệ thống tự động hoá cho lưới điện phân phối (DAS)
• 2.1.1. Định nghĩa hệ thống tự động hoá cho lưới điện phân phối
• 2.1.2. Mục tiêu đặt ra cho lưới điện phân phối
• 2.1.3. Đặc điểm quá trình tự động hoá lưới điện phân phối
• 2.2. Hạ tầng cần thiết để ứng dụng hệ thống DAS
• 2.2.1. Thiết bị hiện có trong lưới điện phân phối
• 2.2.2. Phần mềm tại TTĐK
• 2.2.3. Hệ thống đo đếm
• 2.2.4. Hạ tầng truyền dẫn
• 2.3. Nghiên cứu giải pháp tự động hoá lưới điện phân phối (DAS)
• 2.3.1. Đề xuất cấu hình FLISR cho lưới điện phân phối
• 2.3.2. Xây dựng BVRL đối với hệ thống FLISR
• 2.3.3. Thiết lập vận hành hệ thống FLISR
• 2.3.4. Xây dựng cấu trúc DAS
• 2.3.5. Xây dựng nguyên lý tự phục hồi sau sự cố cho lưới điện phân phối
• 2.3.6. Giải pháp phần cứng
• 2.3.7. Giải pháp phần mềm
• 2.3.8. Giải pháp truyền thông
• 2.4. Kết luận chương 2
• 3. CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG TỰ ĐỘNG HOÁ VÀO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI QUY NHƠN
• 3.1. Hệ thống SCADA/DMS lưới điện phân phối hiện nay
• 3.1.1. Hiện trạng phần cứng, phần mềm trên TTĐK Bình Định
• 3.1.2. Tình hình vận hành hệ thống SCADA/DMS (năm 2021)
• 3.1.3. Cấu trúc sơ đồ vận hành SCADA
• 3.2. Xây dựng DAS trên sơ đồ nhất thứ cho lưới điện phân phối Quy Nhơn
• 3.2.1. Các bước vận hành chính của hệ thống DAS với hai xuất tuyến
• 3.2.2. Các bước vận hành chính của hệ thống DAS một xuất tuyến
• 3.2.3. Các trường hợp vận hành tự động hóa trên một xuất tuyến khi xảy ra sự cố
• 3.3. Xây dựng hệ thống DAS trên phần mềm SCADA tại TTĐK Bình Định
• 3.3.1. Sơ đồ cấu trúc và cấu hình của hệ thống truyền thông
• 3.3.2. Các bước cấu hình hệ thống trên SCADA Explorer
• 3.4. Xây dựng DAS trên phần mềm cho lưới phân phối Quy Nhơn
• 3.4.1. Các thiết bị trên lưới điện
• 3.4.2. Cấu hình RTU trong tủ RMU
• 3.5. Áp dụng giải pháp về truyền thông cho lưới phân phối Quy Nhơn
• 3.6. Kết luận chương 3
• 4. CHƯƠNG 4: KẾT QUẢ MÔ PHỎNG
• 4.1. Thiết lập các tham số mô phỏng trên STC Explorer
• 4.2. Kết quả mô phỏng
• 4.3. Phân tích quá trình xử lý của FLISR
• 4.4. Kết luận chương 4
• KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
• DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tóm tắt

I. Tổng Quan Về Nâng Cao Chất Lượng Vận Hành Lưới Điện Phân Phối

Lưới điện phân phối đóng vai trò quan trọng trong việc cung cấp điện năng cho các hộ tiêu thụ. Việc nâng cao chất lượng vận hành lưới điện phân phối tại Quy Nhơn là một nhiệm vụ cấp thiết. Giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối (DAS) được xem là một trong những phương pháp hiệu quả nhất để cải thiện hiệu suất và độ tin cậy của hệ thống điện. Nghiên cứu này sẽ tập trung vào việc áp dụng công nghệ tự động hóa nhằm nâng cao chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng.

1.1. Giới Thiệu Về Lưới Điện Phân Phối Tại Quy Nhơn

Lưới điện phân phối tại Quy Nhơn hiện đang hoạt động với nhiều thách thức. Hệ thống điện phân phối 22kV nhận điện từ nhiều nguồn khác nhau, bao gồm các nhà máy thủy điện và năng lượng tái tạo. Việc áp dụng công nghệ tự động hóa sẽ giúp cải thiện đáng kể hiệu suất và độ tin cậy của lưới điện.

1.2. Tình Hình Hiện Tại Của Lưới Điện Phân Phối

Hiện trạng lưới điện phân phối Quy Nhơn cho thấy nhiều vấn đề về độ tin cậy và chất lượng điện năng. Các sự cố thường xuyên xảy ra, gây gián đoạn cung cấp điện cho khách hàng. Việc áp dụng giải pháp tự động hóa sẽ giúp giảm thiểu thời gian mất điện và nâng cao chất lượng dịch vụ.

II. Vấn Đề Và Thách Thức Trong Vận Hành Lưới Điện Phân Phối

Mặc dù lưới điện phân phối tại Quy Nhơn đã có nhiều cải tiến, nhưng vẫn còn tồn tại nhiều vấn đề cần giải quyết. Các sự cố xảy ra thường xuyên, dẫn đến việc mất điện kéo dài và ảnh hưởng đến khách hàng. Thách thức lớn nhất là làm thế nào để tự động hóa quá trình vận hành, từ đó nâng cao hiệu suất và độ tin cậy của lưới điện.

2.1. Các Sự Cố Thường Gặp Trong Lưới Điện

Các sự cố như mất điện đột ngột, quá tải và sự cố thiết bị là những vấn đề phổ biến trong lưới điện phân phối. Những sự cố này không chỉ ảnh hưởng đến chất lượng điện năng mà còn gây thiệt hại cho doanh nghiệp và khách hàng.

2.2. Tác Động Của Các Sự Cố Đến Khách Hàng

Mất điện kéo dài gây ra sự không hài lòng cho khách hàng, ảnh hưởng đến hoạt động kinh doanh và sinh hoạt hàng ngày. Việc nâng cao chất lượng điện năng là cần thiết để đảm bảo sự hài lòng của khách hàng và duy trì uy tín của công ty điện lực.

III. Giải Pháp Tự Động Hóa Lưới Điện Phân Phối Tại Quy Nhơn

Giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối (DAS) được đề xuất nhằm nâng cao chất lượng vận hành lưới điện tại Quy Nhơn. Hệ thống này sẽ giúp tự động hóa quá trình giám sát, điều khiển và khôi phục cấp điện khi có sự cố xảy ra. Việc áp dụng công nghệ mới sẽ mang lại nhiều lợi ích cho cả công ty điện lực và khách hàng.

3.1. Đặc Điểm Của Hệ Thống Tự Động Hóa

Hệ thống DAS cho phép giám sát và điều khiển từ xa các thiết bị trên lưới điện. Điều này giúp giảm thiểu thời gian xử lý sự cố và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Hệ thống cũng có khả năng tự phục hồi sau sự cố, đảm bảo cung cấp điện liên tục cho khách hàng.

3.2. Lợi Ích Của Việc Áp Dụng Giải Pháp Tự Động Hóa

Việc áp dụng giải pháp tự động hóa không chỉ giúp nâng cao chất lượng điện năng mà còn giảm thiểu chi phí vận hành. Hệ thống tự động hóa sẽ giúp công ty điện lực tiết kiệm thời gian và nguồn lực, đồng thời nâng cao sự hài lòng của khách hàng.

IV. Ứng Dụng Thực Tiễn Của Giải Pháp Tự Động Hóa

Giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối đã được triển khai tại một số khu vực và đã thu được nhiều kết quả tích cực. Việc áp dụng công nghệ mới đã giúp cải thiện đáng kể hiệu suất và độ tin cậy của lưới điện. Các kết quả nghiên cứu cho thấy rằng việc tự động hóa lưới điện là một bước đi cần thiết để nâng cao chất lượng dịch vụ.

4.1. Kết Quả Nghiên Cứu Tại Quy Nhơn

Nghiên cứu cho thấy rằng việc áp dụng hệ thống DAS đã giúp giảm thiểu thời gian mất điện và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Các chỉ số SAIFI và SAIDI đã được cải thiện rõ rệt sau khi triển khai giải pháp tự động hóa.

4.2. Các Mô Hình Ứng Dụng Thành Công Khác

Nhiều công ty điện lực khác trên thế giới đã áp dụng thành công giải pháp tự động hóa lưới điện. Những mô hình này có thể được tham khảo và áp dụng tại Quy Nhơn để nâng cao chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng.

V. Kết Luận Về Tương Lai Của Lưới Điện Phân Phối Tại Quy Nhơn

Tương lai của lưới điện phân phối tại Quy Nhơn sẽ phụ thuộc vào việc áp dụng công nghệ tự động hóa. Việc nâng cao chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện là mục tiêu hàng đầu. Các giải pháp tự động hóa sẽ giúp lưới điện hoạt động hiệu quả hơn, đáp ứng nhu cầu ngày càng cao của khách hàng.

5.1. Xu Hướng Phát Triển Lưới Điện Thông Minh

Lưới điện thông minh sẽ là xu hướng phát triển trong tương lai, giúp nâng cao chất lượng và độ tin cậy cung cấp điện. Việc áp dụng công nghệ mới sẽ giúp cải thiện hiệu suất và giảm thiểu sự cố trong lưới điện.

5.2. Định Hướng Đầu Tư Vào Công Nghệ Mới

Công ty điện lực cần đầu tư vào công nghệ mới để nâng cao chất lượng dịch vụ. Việc áp dụng các giải pháp tự động hóa sẽ giúp cải thiện đáng kể hiệu suất và độ tin cậy của lưới điện phân phối tại Quy Nhơn.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Lưới điện phân phối trung áp đóng vai trò huyết mạch trong việc đảm bảo cung cấp điện năng liên tục phục vụ phát triển kinh tế và đời sống xã hội. Tại thành phố Quy Nhơn, tỉnh Bình Định, hệ thống lưới điện 22kV nhận nguồn từ 4 trạm biến áp 110kV (gồm Đống Đa, Nhơn Hội, Quy Nhơn 2, Sông Cầu) và trạm biến áp 220kV Quy Nhơn, trải dài trên 27 xuất tuyến với tổng công suất đặt toàn tỉnh đạt 826 MVA qua 14 trạm 110kV, phục vụ trực tiếp cho hơn 75.551 khách hàng. Tuy nhiên, đặc thù khu vực trung tâm Quy Nhơn tập trung mật độ cao các phụ tải dịch vụ, khách sạn, resort nghỉ dưỡng và cơ quan hành chính đòi hỏi tiêu chuẩn chất lượng điện năng nghiêm ngặt.

Thực trạng vận hành năm 2021 ghi nhận lưới điện thành phố hoạt động theo cấu trúc mạch kín nhưng vận hành hở, mức độ tự động hóa còn hạn chế. Khi xảy ra sự cố ngắn mạch, nhân viên quản lý vận hành phải mất từ 45 đến 90 phút để kiểm tra hiện trường, dò tìm điểm lỗi và thực hiện đóng cắt thủ công nhằm cô lập sự cố. Điều này khiến chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện năm 2021 của khu vực chưa đạt kỳ vọng, với thời gian mất điện trung bình của khách hàng (SAIDI) lên tới 299,4 phút/khách hàng và tần suất mất điện trung bình (SAIFI) là 1,23 lần/khách hàng.

Mục tiêu cốt lõi của nghiên cứu là xây dựng và ứng dụng giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối (DAS) tích hợp chức năng định vị sự cố, cô lập và khôi phục cấp điện tự động (FLISR) trên nền tảng hệ thống SCADA/DMS hiện hữu tại Trung tâm Điều khiển Bình Định. Nghiên cứu cụ thể hóa lộ trình phát triển lưới điện thông minh theo Quyết định số 1670/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ, hướng tới mục tiêu giảm chỉ số SAIDI xuống dưới 230,6 phút/khách hàng, đưa chỉ số gián đoạn thoáng qua (MAIFI) về 0 và đạt tỷ lệ 50% xuất tuyến trung thế vận hành tự động hóa hoàn toàn.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu xây dựng trên nền tảng lý thuyết tự động hóa lưới điện phân phối hiện đại và giải thuật tự phục hồi lưới điện thông minh. Cấu trúc lý thuyết tập trung vào ba trụ cột kỹ thuật chính:

• Nguyên lý FLISR (Fault Location, Isolation, and Supply Restoration): Quy trình tự động khép kín gồm nhận diện tín hiệu cảnh báo sự cố từ các thiết bị chỉ thị sự cố (Fault Indicator - FI), phân tích trạng thái bảo vệ rơle, cô lập chính xác phân đoạn hỏng hóc và tự động đóng mạch liên lạc để tái cấp điện cho các phân đoạn không bị sự cố trong thời gian thực.
• Kiến trúc hiệu suất nâng cao (Enhanced Performance Architecture - EPA): Mô hình cấu trúc phân lớp truyền thông rút gọn theo tiêu chuẩn IEC 60870-5, bao gồm lớp ứng dụng (L7), lớp liên kết dữ liệu (L2) và lớp vật lý (L1). Hệ thống sử dụng giao thức chuẩn quốc tế IEC 60870-5-104 truyền thông điệp SCADA qua giao thức TCP/IP tại cổng 2404.
• Các khái niệm và phần tử điều khiển cốt lõi: Hệ thống tích hợp các thiết bị đóng cắt thông minh gồm máy cắt tự đóng lại (Recloser), dao cắt phụ tải có tải (LBS), tủ phân phối mạch vòng (RMU), thiết bị điện tử thông minh (IEDs), bộ vi xử lý logic khả trình SoftPLC theo tiêu chuẩn IEC 61131-3, cùng giao thức chuyển mạch vòng bảo vệ Ethernet (ERPS) theo chuẩn ITU-T G.8032 với tốc độ hội tụ khôi phục mạng chỉ trong 50 mili-giây.

Phương pháp nghiên cứu

• Nguồn dữ liệu và phạm vi mẫu: Dữ liệu nghiên cứu được thu thập toàn diện từ cơ sở dữ liệu vận hành thực tế của Công ty Điện lực Bình Định trong giai đoạn 2015-2021. Mẫu nghiên cứu bao gồm toàn bộ 27 xuất tuyến 22kV thành phố Quy Nhơn, trong đó chọn mẫu có chủ đích 8 xuất tuyến mạch vòng trọng điểm có mật độ phụ tải cao để thiết kế phân đoạn tự động, lấy xuất tuyến 475 thuộc trạm 110kV Quy Nhơn 2 làm đối tượng mô phỏng chuyên sâu.
• Phương pháp phân tích và mô phỏng: Tác giả sử dụng phương pháp phân tích định lượng kết hợp mô phỏng logic trạng thái trên các công cụ phần mềm chuyên dụng gồm SCADA Explorer, STC Explorer và giao diện giám sát HMI Smart VU. Thuật toán ma trận nút được áp dụng để tính toán kiểm tra trào lưu công suất và khả năng mang tải của các xuất tuyến liên lạc trước khi ra lệnh khép vòng chuyển tải.
• Lý do lựa chọn phương pháp: Việc kết hợp phân tích thông số vận hành thực nghiệm với mô phỏng logic giả lập giúp đánh giá chính xác tính chọn lọc của bảo vệ rơle và độ tin cậy của thuật toán FLISR mà không gây nguy cơ gián đoạn cấp điện hoặc mất an toàn cho 75.551 khách hàng trên lưới điện thực tế.
• Timeline nghiên cứu: Quá trình thu thập dữ liệu, thiết kế thuật toán phần mềm, cấu hình RTU và chạy thử nghiệm mô phỏng được hoàn thành trọn vẹn trong năm 2022.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

• Rút ngắn thời gian xử lý và phục hồi cấp điện: Thuật toán FLISR triển khai trên mô hình DAS tập trung giúp giảm thời gian xác định vị trí sự cố, cô lập phân đoạn hỏng và khôi phục cấp điện cho vùng không bị sự cố từ mức 45-90 phút khi thao tác thủ công xuống dưới 1-3 phút khi vận hành tự động. Mức cải thiện này tương đương với việc cắt giảm hơn 95% thời gian mất điện của các khu vực phụ tải ngoài điểm lỗi.
• Độ chính xác tuyệt đối trong định vị sự cố: Kết quả mô phỏng trên xuất tuyến 475 Quy Nhơn 2 (đoạn giữa Recloser Điện lực và Recloser Phan Chu Trinh 2) chứng minh các biến chỉ thị dòng sự cố (FI) kích hoạt chuẩn xác, duy trì tín hiệu khóa chốt tối thiểu 180 giây (3 phút), hỗ trợ hệ thống nhận dạng đúng 100% vùng ngắn mạch mà không gây tác động nhầm lẫn hoặc vượt cấp bảo vệ.
• Cải thiện vượt bậc các chỉ số độ tin cậy vận hành: Khi áp dụng DAS cho 8 xuất tuyến trọng điểm, chỉ số SAIDI ước tính giảm từ 299,4 phút xuống dưới ngưỡng 230,6 phút/khách hàng/năm (mức giảm hơn 23%), đồng thời sản lượng điện thương phẩm không bị gián đoạn tăng lên rõ rệt, bảo toàn hàng trăm megawatt-giờ (MWh) điện năng hàng năm cho đơn vị phân phối.

Thảo luận kết quả

Hiệu quả vượt trội của hệ thống xuất phát từ việc lựa chọn cấu trúc DAS tập trung đặt tại Trung tâm Điều khiển kết hợp kiến trúc phân lớp 3 tầng: Lớp thu thập dữ liệu (Front-End Processor xử lý đồng thời 128 đến 256 RTU), Lớp Data Server (xử lý hơn 256.000 điểm dữ liệu với chu trình SoftPLC), và Lớp ứng dụng giao diện HMI.

So với các giải pháp DAS phân tán hoặc DAS cổ điển, mô hình tập trung không yêu cầu lắp đặt máy biến điện áp (VT) đo lường tại tất cả các Recloser phân đoạn, giúp tiết kiệm từ 30% đến 40% chi phí đầu tư thiết bị phần cứng ban đầu. Đồng thời, mô hình cho phép kiểm tra trực tiếp khả năng chịu tải của xuất tuyến liên thông trước khi ra lệnh đóng chuyển nguồn, triệt tiêu hoàn toàn nguy cơ quá tải lan truyền.

Dữ liệu vận hành kỹ thuật được trình bày trực quan thông qua bảng so sánh trạng thái logic đóng/cắt của các Recloser/LBS trước và sau sự cố, kết hợp biểu đồ thời gian đáp ứng của chu trình FLISR trên sơ đồ một sợi HMI Smart VU, thể hiện rõ tính khả thi và độ ổn định cao của giải pháp.

Đề xuất và khuyến nghị

• Đồng bộ hóa và chuẩn hóa thiết bị đóng cắt phân đoạn: Công ty Điện lực Bình Định cần trang bị 100% biến dòng điện và biến điện áp tích hợp bên trong thân thiết bị cho các Recloser, LBS và ngăn lộ RMU trên toàn bộ 27 xuất tuyến trung áp; bố trí khoảng cách định mức từ 2-3 km đối với Recloser và khoảng 1 km đối với LBS, hoàn thành trong giai đoạn 2022-2023 nhằm đảm bảo chu trình thao tác đóng cắt đạt chuẩn O – 0,3s – CO – 3min – CO.
• Nâng cấp hạ tầng truyền thông dự phòng đa kênh: Xây dựng mạng truyền dẫn cáp quang MetroNet Layer 2 VPN làm kênh truyền chính kết hợp modem Router công nghiệp 3G/4G chuẩn IPSec VPN làm kênh phụ cho 100% tủ điều khiển ngoài hiện trường; cấu hình giao thức ERPS ITU-T G.8032 đạt tốc độ chuyển mạch phục hồi 50 mili-giây trước quý 4 năm 2023.
• Hoàn thiện cấu hình logic FLISR trên phần mềm máy chủ: Phòng Điều độ tiến hành chuẩn hóa cài đặt ngưỡng dòng sự cố pha và đất (FI Phase/Ground), thiết lập thời gian giữ biến sự cố 180 giây trên phần mềm SCADA Explorer, phấn đấu đạt mục tiêu tự động hóa hoàn toàn 50% xuất tuyến tại thành phố Quy Nhơn vào cuối năm 2022 và mở rộng ra 100% xuất tuyến vào năm 2025.
• Ban hành quy trình vận hành và tổ chức diễn tập định kỳ: Lãnh đạo Công ty Điện lực Bình Định ban hành quy định chuyển đổi trạng thái Auto/Semi-auto và khóa Enable/Disable khi thực hiện sửa chữa hotline; định kỳ mỗi quý 1 lần tổ chức đào tạo, diễn tập xử lý sự cố mô phỏng trên phần mềm STC Explorer nhằm nâng cao năng lực làm chủ công nghệ cho đội ngũ điều độ viên.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

• Điều độ viên và kỹ sư vận hành hệ thống điện: Nắm bắt quy trình cấu hình cơ sở dữ liệu trên phần mềm SCADA Explorer, cách thiết lập biến logic FI, thao tác giám sát chu trình FLISR và kỹ năng xử lý tình huống khi chuyển đổi giữa hai chế độ tự động và bán tự động.
• Cán bộ quản lý kỹ thuật tại các Công ty Điện lực: Có được cơ sở khoa học và thực tiễn để lập dự án đầu tư phát triển lưới điện thông minh, lựa chọn cấu hình DAS tập trung tối ưu chi phí và giải quyết bài toán nâng cao chỉ số SAIDI, SAIFI theo đúng định hướng ngành điện.
• Chuyên gia tư vấn thiết kế và tích hợp hệ thống SCADA/DMS: Vận dụng tài liệu tham khảo chuyên sâu về cấu trúc truyền thông EPA, các tiêu chuẩn giao thức IEC 60870-5-104, phương thức kết nối RTU và giải pháp định tuyến mạng vòng ERPS cho các dự án tự động hóa lưới điện đô thị.
• Giảng viên, học viên cao học và sinh viên ngành Kỹ thuật điện: Tiếp cận một nghiên cứu ứng dụng mẫu mực, kết hợp nhuần nhuyễn giữa cơ sở lý thuyết điều khiển tự động, thuật toán ma trận nút tái cấu trúc lưới điện và kỹ thuật mô phỏng trên các phần mềm công nghiệp hiện đại.

Câu hỏi thường gặp

Thuật toán FLISR trong hệ thống DAS vận hành theo quy trình nào khi xảy ra sự cố?

Quy trình FLISR vận hành khép kín gồm 4 bước: Đầu tiên, hệ thống phát hiện ngắn mạch và ghi nhận tác động cắt của máy cắt đầu tuyến. Tiếp theo, máy chủ DAS phân tích tín hiệu từ các bộ chỉ thị sự cố (FI) được chốt trong 180 giây. Sau đó, hệ thống tự động phát lệnh mở thiết bị phân đoạn để cô lập vùng lỗi, và cuối cùng đóng thiết bị liên lạc để tái cấp điện cho các phân đoạn lành trong vòng dưới 3 phút.

Vì sao tác giả lựa chọn giải pháp DAS tập trung thay vì DAS phân tán?

Mô hình DAS tập trung khai thác trực tiếp máy tính chủ và phần mềm SCADA/DMS sẵn có tại Trung tâm Điều khiển, giúp tối ưu hóa chi phí đầu tư ban đầu khoảng 30% do không phải lắp đặt máy biến điện áp VT tại tất cả các điểm phân đoạn. Đồng thời, giải pháp này cho phép máy chủ tính toán trào lưu công suất tổng thể trước khi chuyển tải, đảm bảo an toàn tuyệt đối cho lưới điện.

Giao thức truyền thông nào đóng vai trò nòng cốt trong việc truyền dữ liệu SCADA/DAS?

Hệ thống sử dụng giao thức chuẩn quốc tế IEC 60870-5-104 truyền gói tin qua cổng TCP 2404 kết nối giữa máy chủ và các RTU/Gateway. Đối với mạng truyền dẫn, công nghệ chuyển mạch vòng Ethernet Ring Protection Switching (ERPS) theo tiêu chuẩn ITU-T G.8032 được áp dụng, mang lại tốc độ tự phục hồi kênh truyền cực nhanh chỉ trong khoảng 50 mili-giây khi xảy ra đứt cáp quang.

Mức độ cải thiện độ tin cậy cung cấp điện tại thành phố Quy Nhơn được định lượng ra sao?

Trước khi triển khai DAS, năm 2021 chỉ số SAIDI của khu vực là 299,4 phút/khách hàng và SAIFI là 1,23 lần/khách hàng. Khi ứng dụng giải pháp DAS với 8 xuất tuyến mạch vòng trọng điểm, thời gian mất điện trung bình SAIDI giảm xuống dưới 230,6 phút/khách hàng (giảm hơn 23%), thời gian thao tác cô lập sự cố giảm hơn 95%, giúp bảo toàn sản lượng điện thương phẩm đáng kể.

Cần đáp ứng những tiêu chuẩn kỹ thuật nào đối với thiết bị đóng cắt trên lưới để tích hợp DAS?

Các thiết bị như Recloser, LBS và tủ RMU cần tích hợp sẵn biến dòng điện và biến điện áp 3 pha trong thân máy, hỗ trợ tủ điều khiển RTU có cổng quang hoặc modem 3G/4G công nghiệp. Tủ điều khiển phải lập trình được biến chỉ thị sự cố FI độc lập với trạng thái tiếp điểm, có khả năng giữ tín hiệu tối thiểu 3 phút và tương thích chuẩn truyền thông IEC 60870-5-104.

Kết luận

• Khẳng định tính cấp thiết của việc hiện đại hóa lưới điện 22kV thành phố Quy Nhơn nhằm phục vụ 75.551 khách hàng tại trung tâm kinh tế - du lịch trọng điểm của tỉnh Bình Định.
• Xây dựng thành công giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối (DAS) cấu trúc tập trung, tận dụng tối đa hạ tầng phần cứng và phần mềm SCADA/DMS hiện hữu để tiết kiệm chi phí đầu tư.
• Ứng dụng hiệu quả giải thuật FLISR và giao thức IEC 60870-5-104, giúp giảm thời gian cô lập sự cố và tái lập cấp điện từ 45-90 phút xuống dưới 3 phút.
• Cải thiện mạnh mẽ các chỉ tiêu kỹ thuật vận hành, hướng tới mục tiêu giảm chỉ số SAIDI xuống dưới 230,6 phút/khách hàng và tự động hóa 50% xuất tuyến trung thế theo đúng lộ trình lưới điện thông minh.
• Xây dựng hoàn chỉnh mô hình mô phỏng kịch bản logic trên phần mềm SCADA Explorer, tạo tiền đề vững chắc để nhân rộng giải pháp cho toàn bộ 143 xuất tuyến 22kV trên địa bàn tỉnh Bình Định và các đơn vị thành viên Tổng công ty Điện lực miền Trung giai đoạn 2022-2025.

Quý độc giả và các đơn vị quản lý vận hành có thể tham khảo toàn văn luận văn thạc sĩ để nắm bắt chi tiết sơ đồ cấu hình, thuật toán SoftPLC và triển khai hiệu quả giải pháp DAS vào thực tiễn quản lý lưới điện phân phối thông minh.

Trích đoạn nội dung tài liệu

chương 1 Hiện nay lưới điện trung thế có cấp điện áp 22kV/35kV tại khu vực Quy Nhơn được thiết kế theo mạch vòng đã có sự liên kết giữa các xuất tuyến nhưng được vận hành theo kiểu mở, các thiết bị đóng cắt trên lưới điện đã được kết nối SCADA về TTĐK Bình Định. Tuy nhiên, khi sự cố xảy ra, đội sửa chữa vẫn phải tìm sự cố bằng cách kiểm tra các điểm nghi ngờ sự cố của xuất tuyến dựa vào tín hiệu rơle bảo vệ. Sau khi xác định được vị trí sự cố, nhân viên vận hành phải thực hiện bằng tay hoặc thao tác xa từ TTĐK các thao tác đóng/mở để cô lập sự cố và khôi phục cấp điện cho khách hàng. Thông thường phải mất hàng giờ mới có thể khôi phục cấp điện trở lại cho phần lưới điện không bị sự cố, điều này làm giảm chất lượng vận hành lưới điện.

Do đó cần phải áp dụng giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối DAS để giải quyết vấn đề này, khi áp dụng giải pháp DAS sẽ mang lại những mục tiêu cơ bản sau: • Phát hiện sự cố nhanh chóng, xác định chính xác vùng bị sự cố. • Chỉ cách ly vùng bị sự cố trên toàn bộ xuất tuyến xảy ra sự cố (hạn chế tối thiểu vùng sự cố). • Khôi phục cung cấp điện nhanh chóng với số lượng khách hàng được cấp điện tối đa, giảm tối đa thời gian ngừng cấp điện. • Cải thiện các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện (SAIFI, SAIDI,…) của lưới điện phân phối khi có DAS.

NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI (DAS) Trong chương này, tác giả nêu đặc điểm của lưới điện phân phối chung. Nêu các yêu cầu cần thiết để triển khai được hệ thống DAS tại thời điểm hiện tại, trên cơ sơ yêu cầu đầu vào, đầu ra, nghiên cứu chi tiết về chức năng phần cứng và phần mềm, giải pháp truyền thông hiện có của trung tâm điều khiển SCADA. Từ đó, để xuất giải pháp phần cứng, phần mềm, giải pháp truyền thông và mô hình triển khai DAS cho hệ thống lưới điện phân phối dựa trên nền tảng SCADA/DMS sẵn có.1 Đặc điểm hệ thống tự động hoá cho lưới điện phân phối (DAS) 2.1 Định nghĩa hệ thống tự động hoá cho lưới điện phân phối Hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối (DAS) cung cấp chức năng điều khiển và giám sát từ xa các dao cách ly phân đoạn tự động (sectinonalizer), phối hợp giữa các điểm phân đoạn trên lưới điện phân phối, nhờ đó thực hiện cô lập nhanh được phân đoạn sự cố và khôi phục việc cung ứng điện cho phần còn lại của hệ thống bị sự cố [2], [10].2 Mục tiêu đặt ra cho lưới điện phân phối Chức năng tự động hóa phân phối cung cấp cả lợi ích và thách thức trong khu vực kiểm soát của hệ thống phân phối. Những lợi ích và thách thức này có mối liên hệ chặt chẽ và chủ yếu đan xen lẫn nhau và lợi ích thực sự và đầy đủ không thể tích lũy được cho đến khi một số thách thức đã được vượt qua, đặc biệt là thách thức về tài chính đầu tư tốn kém và cần đồng bộ với các thiết bị hiện có.

Do đó, trường hợp chính của tự động hóa lưới điện phân phối cần được xem xét thay thế mới hoàn toàn các thiết bị hiện có trên hệ thống SCADA hay thay thế một phần bảo đảm đồng bộ hoá về mặt kỹ thuật sau khi đưa thêm DAS vào hệ thống SCADA hiện có. Giải pháp nào đi nữa cũng cần phải bảo đảm những yếu tố cần thiết trong lưới điện phân phối hiện nay.